630 MW超臨界鍋爐多煤種摻配摻燒試驗分析

蔡笑，王小軍

(中國華電集團貴港發電有限公司，廣西 貴港 537138)

0 引言

某電廠裝機2×630MW，#1，#2機組為上海電氣集團生產的630MW超臨界火力發電機組，鍋爐設計燃料為貴州省生產的優質煙煤。由于貴州優質煙煤產量低，加之2011年實行封關政策以滿足本省需求，為避免缺煤停機的局面，某電廠將目光瞄準國內、國際煤炭市場，大量采購哥倫比亞煤、印尼煤、澳大利亞煤和南非煤以滿足發電需要，海外煤量的增加使得燃料成本大幅增加。入廠煤質的變化和機組帶高負荷的要求，使入爐煤摻配摻燒成為必須進行的工作，如何摻配好褐煤、煙煤、貧煤，多燒低價印尼褐煤降低燃煤采購成本，成為2011年面臨的主要課題。

在摻配摻燒過程中，出現了鍋爐嚴重結焦、煤灰中碳的質量分數高、帶不滿負荷等多種問題。經過反復試驗、不斷總結和優化，通過摻配方式、摻配比例的調整以及燃燒優化調整，較好地解決了這些問題。

1 鍋爐設備概況

某電廠鍋爐為超臨界變壓螺旋管圈直流鍋爐，型號為SG－1913/25.4－M965，單爐膛，四角切圓燃燒，一次中間再熱，平衡通風，露天布置，固態排渣，全鋼結構，全懸吊∏形布置，鍋爐最大連續蒸發量BMCR(Boiler Maximum Continuous Rating)為1913 t/h，額定主蒸汽壓力為25.4 MPa，額定主蒸汽溫度為571℃，再熱蒸汽溫度為569℃，額定蒸發量(BRL)下的鍋爐熱效率為92.8%。采用中速磨煤機冷一次風機正壓直吹式制粉系統，每臺鍋爐配備6臺北京電力設備總廠生產的液壓變加載ZGM113N型中速磨煤機，燃燒設計煤種時，5臺運行，1臺備用。每臺磨煤機帶鍋爐的1層燃燒器。

鍋爐燃燒方式采用上海鍋爐廠從美國阿爾斯通能源公司引進的擺動式四角切圓燃燒技術。某電廠采用了低NOx同軸燃燒系統(LNCFS)，LNCFS在爐膛的不同高度布置了緊湊型燃盡風(CCOFA)和遠離型燃盡風(SOFA)，將爐膛分成3個相對獨立的部分:初始燃燒區、NOx還原區和燃料燃盡區。在每個區域的過量空氣系數由3個因素控制:總的燃盡風(OFA)風量，CCOFA和SOFA風量的分配以及總的過量空氣系數，這種改進的空氣分級方法通過優化每個區域的過量空氣系數，可有效降低NOx排放。

2 煤質特性分析

2.1 設計煤質特性

設計煤質見表1和表2。從表1和表2中可以看出，設計煤質和校核煤質屬煙煤，揮發分較高，煤粉易燃盡，灰軟化溫度較高，堿金屬含量較低，受熱面不易粘污和結焦。實際運行中燃燒設計煤種時，鍋爐運行穩定，飛灰中碳的質量分數在4%左右，可帶滿負荷，受熱面結焦不嚴重，通過吹灰可吹除焦塊。

表1 煤質分析

2.2 實際入爐煤特性

2011年實際入爐煤特性見表3，主要特性有以下4項。

(1)貴州煤為貧煤特性，揮發分低、難燃盡、灰分高、不易結焦、熱值偏低、易磨細。貴州煤本身是貴州多個礦點的無煙煤、貧煤和煙煤的混煤，采購時并不能保證其煤質穩定，入廠堆放時由于采樣單元較多，一般混合堆放，取料上倉時煤質波動大，取到煙煤成分多時，燃燒經濟性相對較好，取到無煙煤成分多時，燃燒經濟性相對較差。

(2)印尼煤為褐煤，其揮發分和水分較高，磨煤機出力受限、易燃盡、灰分低且堿金屬含量高，受熱面極易粘污結焦，熱值偏低，煤粉難磨細，大量燒該煤時鍋爐帶不滿負荷。

(3)澳大利亞煤、神華煤和南非煤為優質煙煤，其揮發分高，水分比貴州煤稍高，灰分比貴州煤稍低，易燃盡、不易結焦，熱值可帶滿負荷，煤粉較難磨細。

(4)哥倫比亞煤特性接近褐煤，為高揮發分、高水分和高熱值煤，其灰分低，易結焦，煤粉較難磨細，燃燒該煤種時可帶滿負荷。

表2 煤灰成分分析 %

3 入爐煤比例和摻配方式

2011年1—11月，入爐煤共300多萬 t，其中:采用分倉上煤，爐內混燒方式燃用的貴州煤占入爐煤總量的35.4%，印尼煤占總量的24.3%，南非煤占總量的5.3%，哥倫比亞煤占總量的4.0%，澳大利亞煤占總量的3.9%，神華煤占總量的2.3%;采用爐前預混摻配方式燃用印尼、貴州混煤占總量的15.9%，哥倫比亞、貴州混煤占總量的4.0%，貴州低硫煤、越南無煙煤和各種混煤占總量的4.9%。各月入爐煤摻配比例見表4。

隨著各種煤質摻配比例的變化，入爐煤中水分、灰分、揮發分、發熱量等指標均發生相應變化(見表5)，尤其7月份后印尼煤摻配比例大幅增加，出現明顯的水分增加、灰分下降、揮發分升高、發熱量下降的趨勢，鍋爐隨之出現帶不滿負荷、制粉系統干燥出力不足、制粉出力下降、排煙溫度升高、鍋爐結焦嚴重等問題。

4 在摻配摻燒試驗過程中出現的問題

表3 實際入爐煤煤質特性

(1)鍋爐煤粉燃燒經濟性受貴州煤的成分和摻配比例影響較大，飛灰中碳的質量分數在3% ～11%之間波動。貴州煤中無煙煤成分較多時，飛灰中碳的質量分數較高，煙煤成分較少時，飛灰中碳的質量分數較低。其他高揮發分煤比例較高時，飛灰中碳的質量分數較低，高揮發分煤比例較低時，飛灰中碳的質量分數較高。鍋爐排煙溫度受入爐煤印尼煤高水分的影響，7月份后迅速升高，鍋爐經濟性相應受到影響，具體見表6。

(2)受可磨系數較低的印尼煤、神華煤和南非煤的影響，隨著摻配比例的增加，煤粉逐步變粗，具體見表6。

(3)大量摻配低熱值煤時，入爐煤熱值降低鍋爐帶不滿負荷，3—9月大量摻配低熱印尼煤和貴州煤，入爐煤熱值偏低帶不滿負荷，損失電量尤為明顯，達到45.67 GW·h，10月由于印尼煤結焦，損失電量達50 GW·h。

表4 2011年1—11月入爐煤比例 %

表5 2011年1—11月入爐煤指標

表6 2011年1—11月摻配摻燒指標

(4)9—10月，廣西進入枯水期，水電出力持續下降，火電出力升高，電網下達發電計劃日益升高，此時貴州煤炭封關政策進一步收緊，采購高熱值印尼煤入廠以保證入爐煤熱值能帶較高負荷。印尼煤具有極強的結焦性(見表7)，由于沒有貴州煤和澳大利亞煤高灰熔點低結焦性煤種進行摻配，鍋爐帶550 MW以上負荷結焦嚴重，如圖1所示，較高負荷時結焦呈熔融狀態，很難通過蒸汽吹灰、噴除焦劑等方式減緩結焦，導致#2鍋爐被迫停爐打焦。

(5)在入爐煤摻配試驗中，在煤種變化較大時，機組協調控制系統出現控制參數不適應煤質變化的情況，導致機組負荷、煤量、給水、汽溫等參數波動，協調控制品質變差。

表7 高、低熱值印尼煤結焦性判斷對比

圖1 鍋爐過熱器結焦圖

5 入爐煤摻配方式與燃燒調整試驗分析

5.1 煤質偏差大時爐前預混轉方式變到分磨摻配方式

(1)2011年1—2月，哥倫比亞煤與貴州煤按爐前預混方式上倉，出現了屏式過熱器結焦、再熱器汽溫高、飛灰中碳的質量分數高的問題。主要原因是哥倫比亞煤與貴州煤煤質偏差過大，煤粉入爐煤后哥倫比亞煤首先著火耗氧，貴州煤著火推遲，燃盡困難。哥倫比亞煤水分較高，燃燒后煙氣量增加，再熱器吸熱增加。哥倫比亞煤灰熔點低，易結焦。協調控制系統調節品質變差，負荷、煤量等出現較大波動。

摻配方式調整。哥倫比亞煤單燒，不與貴州煤混合，哥倫比亞煤放在下層燃燒器，貴州煤放在上層燃燒器，改變上倉方式后，飛灰中碳的質量分數下降到5%，結焦得到控制，通過吹灰可以吹除，再熱汽溫降低到正常值。

(2)印尼煤揮發分很高，為防止制粉系統爆炸和燒損燃燒器，2—7月一直進行印尼煤與貴州煤的爐前預混方式摻配，特別是6—7月基本上全燒印尼煤和貴州煤的混煤，混配比例從1∶1調整到2∶1，這種方式保證了制粉系統的安全，但印尼煤和貴州煤煤質特性相差較大，入爐煤粉中的印尼煤首先著火耗氧，貴州煤著火推遲，燃盡困難，飛灰中碳的質量分數高達8%左右;混煤熱值低，機組帶不滿負荷，產生大量損失電量。

摻配方式調整。從8月開始，印尼煤與貴州煤不在爐前混合，而是印尼煤、貴州煤分磨摻配，印尼煤大量單燒后，鍋爐飛灰中碳的質量分數下降到5%～6%，貴州煤量少時可達到4%以下。單燒印尼煤后，在磨煤機上加裝防爆門，專門制訂了防止制粉系統爆炸和防止輸煤皮帶著火的安全技術措施，以保證制粉系統和輸煤系統安全運行。

5.2 煤質相近時采用爐前預混方式

貴州方向來煤較雜，包括無煙煤、貧煤、煙煤等，煤質基本接近。采取爐前預混的方式進行摻配，提高了火車來煤卸車效率，也可滿足貴州煤與其他高揮發分煤的分磨摻配。從10月開始，高、低熱值印尼煤進行爐前預混，可降低高熱值印尼煤的堿金屬含量，降低結焦性，對防止結焦有一定效果。存在的問題是受煤場面積小的限制，預混煤質不均勻，熱值不穩定。

5.3 燃燒調整試驗分析

(1)全部單燒印尼煤時，必須根據爐膛溫度和結焦情況控制機組負荷，防止結焦嚴重惡化。根據9—10月單燒印尼煤時進行的調整試驗和分析，全部單燒印尼煤時，必須控制機組負荷不超過480 MW，加強爐膛結焦檢查，每天測量屏式過熱器區域煙氣溫度，控制煙氣溫度不超過印尼煤灰軟化溫度(約1100℃)。

(2)印尼煤隔層燃燒，分散爐膛熱負荷，與貴州煤摻配控制結焦，增加高熱值煤帶滿負荷。

印尼煤必須與成煤年代久遠的高熔點、低結焦性石炭煤(如貴州煤)進行分磨摻配，才可控制結焦，11月進行印尼煤、貴州煤和澳大利亞煤的分磨摻配，至此鍋爐結焦基本得到控制，加入澳大利亞煤后熱值得以保證，鍋爐可連續帶滿負荷運行。貴州煤放在中下部燃燒器，可有效防止結焦。

(3)其他的高揮發分煤種(如南非煤、神華煤和貴州低硫煤)一般不和其他煤種摻配，單獨上倉燃盡效果較好。

(4)各磨煤機根據煤質情況調整煤粉細度。貴州煤煤粉細度R90調整到14% ～16%，澳大利亞煤煤粉細度R90調整到21%，印尼煤煤粉細度R90調整到24%～26%，可取得較好的燃盡效果并降低制粉系統磨損和耗電量。

(5)各層燃燒器根據煤質情況進行配風調整，總的原則是增加主燃燒區風量，高揮發分煤種燃燒器增加偏置風到30%以上、直吹風到40%以上，一方面增加主燃燒供氧，提高煤粉燃盡度，另一方面較好的氧化氣氛可減輕水冷壁高溫腐蝕，提高煤灰熔點減輕結焦，此時應注意NOx的排放量不超標。

(6)加強蒸汽吹灰，吹灰蒸汽壓力從0.8MPa提高到1.5 MPa，在較低的吹灰壓力時，吹灰效果不明顯，提高吹灰壓力后吹灰效果改善明顯。根據結焦和煙溫情況，調整吹灰周期和吹灰位置，在吹灰時，應觀察跌落焦塊情況和各受熱面吸熱溫度變化，分析結焦位置。加強吹灰和提高吹灰壓力后，應注意及時消除吹灰器卡澀等缺陷，防止受熱面被吹損而爆管。

(7)鍋爐結焦部位投用除焦劑對鍋爐減輕結焦有一定作用，特別是結焦為硬化狀態時，除焦劑可使焦塊變得疏松而分成小塊跌落，防止跌落大焦塊堵塞撈渣機或結焦惡化，當單燒印尼煤且在高負荷下結焦為熔融狀態時，除焦劑效果不明顯。

(8)A倉(最下層倉)堅持上高揮發分煤以控制爐渣含碳量。2臺鍋爐的A磨煤機一直采用高揮發分煤種，保持AA層直吹風80%以上開度，一方面對穩燃有較好的效果，另一方面有效降低了爐渣中碳的質量分數，2011年爐渣中碳的質量分數比2010年下降了3%～4%。

6 結論

(1)多煤種入廠時，可通過合理的摻配摻燒方式消耗掉這些煤，解決或減緩多煤種摻燒來的各種問題，特別是大量消耗低價印尼煤后，降低了電廠燃料成本，取得很好的經濟效益。

(2)煤質偏差大時，實行分磨摻配，較好地解決了飛灰中碳的質量分數高、鍋爐結焦和帶不滿負荷的問題，在分磨摻燒時，應根據煤質分磨控制煤粉細度和燃燒配風。較好的摻配方式為(燃燒器從下到上):澳大利亞煤+貴州煤+印尼煤(2∶2∶2)。自2011年11月23日開始按此摻配方式，2臺機組連續高負荷運行，12月創下機組平均負荷615 MW，月發電量912 GW·h的最好紀錄，鍋爐運行中各項參數穩定，結焦可控，飛灰中碳的質量分數低于5%。

(3)摻配煤種變化較大時，應進行摻配試驗，逐步積累經驗后改變摻配煤種，防止未試燒即大幅度改變煤種引起結焦和經濟性下降等問題。逐步改變摻配比例，加強爐膛結焦檢查、煙溫測量、配風調整和煤粉細度調整等工作。

(4)煤種改變后，對機組協調控制系統參數進行優化調整，適應不同煤種的燃燒和結焦特性，協調控制時負荷、煤量、給水和汽溫等參數的波動幅度減小。

(5)由于#1鍋爐連續運行400多d，燃燒器噴口不可避免地出現燒損、變形，風門也有卡澀等問題，爐內空氣動力場已變得較差，對鍋爐進一步降低飛灰中碳的質量分數有較大的影響。待機組檢修時，應徹底檢查處理鍋爐燃燒器缺陷并進行空氣動力場試驗，保證爐內較好的空氣動力場。

(6)由于印尼煤水分較高，燃燒后煙氣量增加，鍋爐排煙溫度較高，雖經過加強受熱面吹灰等方式進行控制，但效果并不明顯。待機組檢修時，應對空氣預熱器換熱元件進行清洗，提高換熱效率，降低排煙溫度。